跨省交易乱收费

对电网公司的监管成效将决定新一轮电改的成败，这是业内普遍的观点。卓尔德环境研究与咨询中心首席能源经济师张树伟日前撰文认为，中国的电力体制改革已经进行了12年，起点不低，这次改革是做大蛋糕的效率改革，垄断的输配环节应该是改革的重点，因为这部分效率的提升空间最大。

张树伟通过比较2013年-2014年中美电价的结构发现，美国与中国的批发电价（即中国的上网电价）接近，大约0.06美分-0.07美分/千瓦时左右，但中国工商业企业的零售电价则比美国的零售电价高55%到70%。美国的零售电价与批发电价接近，表明其电价结构中，输配成本和各项税费很少。而中国的工商业电价基本在0.6元到1元的水平，是批发电价的两倍到三倍，这源于更高的税负水平、各种附加费、交叉补贴和输配环节的加价。

张树伟还认为，改革必须降低电价。中国电力系统的效率损失突出地存在于不合理的行政管制电价体系当中，特别是远程输电的定价体系。

中国目前的电力交易并未市场化，电价由发改委确定，购电、输电、售电全部由电网垄断。多年来，有关部门也在推动跨省区的电能交易，但占比不大，其中约80%的电量还是指令性的，并非真正的市场化交易。

电监会的《2010年度全国电力交易与市场秩序监管报告》中提到，部分跨省（区）电能交易输电收费环节多、输电费偏高，层层加价之下，发电企业外送电无利可图。

以甘肃送华中交易为例，主要输电通道为德宝直流（可双向送电），输电价格、损耗均为协商确定。2010年，在交易过程中，甘肃省电力公司按30元/千千瓦时收取输电费，陕西省电力公司收取1.45%的网损，西北电网按24元/千千瓦时收取输电费，国网总部按46元/千千瓦时收取输电费并收取5.31%的网损，华中电网公司按24元/千千瓦时收取输电费。层层收下来，国家电网公司要从这条线路的送电中收取输电费用合计124元/千千瓦时。如果包含德宝容量电费分摊和各环节网损，整个交易的中间成本高达160元/千千瓦时。而甘肃外送火电企业的上网电价为254元/千千瓦时，低于标杆电价27.5元/千千瓦时。

以甘肃送江西为例（通过德宝），2011年底的燃煤机组标杆电价，甘肃为0.334元/千瓦时，江西为0.485元/千瓦时，价差空间有0.15元/千瓦时，甘肃的电送往江西在经济上是可行的，但若依据现行的各电网公司的输电费用标准，层层加价后，到江西的落地电价高达0.534元/千瓦时，超过了江西省的燃煤机组标杆电价，在当地没有竞争力。

电监会的调查还显示，因计算公式错误，部分输电损耗价格计算结果偏高，输电损耗价格从13.57元/兆瓦时提高到15.09元/兆瓦时。

电网公司总是倾向于在合同中约定更高的损耗。2012年，电监会对2011年西北送华中等四条跨省跨区通道专门进行了交易价格调查，发现跨省跨区输电工程实际损耗少于合同约定损耗。比如，灵宝、德宝和向上直流输电工程的损耗，在国网与华中、华东等电网公司签订的合同中分别为1.35%、5.31%、8.66%，但实际损耗只有1.25%、2.95%、4.38%。

此外，云南、贵州送广东输电工程的损耗，在南网与广东省电网公司签订的合同中分别为6.57%、7.05%，实际损耗分别为4.15%、4.32%，相差两个百分点。

隶属国网的新疆电力也存在多收费的问题。送出省电网企业输电价格原则上不得超过3分/千瓦时，新疆发改委向国家发改委提交了价格请示，在未经批复的情况下，按照6分/千瓦时收取，按照年交易量32.33亿千瓦时计算，多收取输电费用9700万元。

针对上述种种问题，电监会建议，适时放开跨省跨区电能交易中送端发电企业上网价格，由送受双方根据市场供求情况协商确定或按照市场挂牌竞争形成，政府必要时再进行适当干预。

一位从事电力交易市场研究的人士称，在区域电网建电力交易中心比以省为实体做好。一方面是电力资源配置比较合理，目前90%的电力是省内消费，但以省为单位交易，容易出现供应壁垒；而全国做交易中心又成本过高。

“这个不简单是物理问题，而是价值发现。以前认为区域电网没有物理输送的买卖电量属于违规，但其实这也是一种交易行为，有了交易中心就都可以交易了。而且中国原来就有区域电网公司的设置，也设有区调，不用重建，直接把电网调度计划处划出来就行了，业务和人分出来。”上述人士称。

一位电力监管人士直言：“层层收费以及价格的管制造成西北的电虽然便宜，但外送在减少，说明现在市场交易不活跃，正常流通不畅。网间交易，国网要上特高压，就派任务，亏本也得完成要求，甚至承诺只要上特高压就给当地送出电的指标，再要求浙江、江苏接收，这就是有选择地执行送电，是滥用垄断权力。比如浙江不要高价电，但电网不按浙江需求采购，人为调剂。所以国网不愿意搞电力市场，因为这样他们可以有选择性地执行电价标准，根据国网的需要和战略来决定是少收过网费，还是完全按批准价格收。”

调度的自由裁量权

对调度权的限制和监管也是改革的一个目标。相较于服务部门，调度权利之大超乎想象。一位在上世纪90年代从事过调度工作的老电力人士回忆说：“那时缺电，老停电，给哪个地区停电由我们说了算，调度在当地可牛了。我父亲爱看电影，如果我愿意，可以保证电影院不停电。”

时至今日，中国已走过了缺电的年代，但调度的自由裁量权仍不遑多让。日前河南湛县就发生了一起造成数千用户突然被停电6小时的事故，原因是当地一供电所所长和员工在KTV酒后要吃霸王餐，被拒绝后竟以拉闸停电来耍威风。当地只给了6名责任人撤职、待岗的处分，至于用户的损失则无人提起。

电监会的监管报告显示，电力调度机构违法违规行为突出。

——部分调度机构对发电机组运行数据管理不规范，隐瞒了发电机组非计划停运数据，没有反映电网实际运行情况，影响正常的发电机组并网管理秩序。其中，2011年检查发现江西调度隐瞒32台、山西调度隐瞒13台、华北电网调度隐瞒5台机组等。

——发电厂并网运行管理不规范。内蒙古、江西等地区并网运行管理考核标准模糊，电网执行过程中随意性大，山西等电力调度机构违反更改发电企业并网运行管理和考核规范。新疆电力公司、西北电网公司推迟发电机组进入并网管理考核时间，对部分非停运机组进行免考核。

——山西、京津唐调度执行发电企业和电网企业协商确定的月度计划偏差较大，实际执行中随意更改月度计划，且没有参照购售电合同示范文本签订双方调整发电计划的违约责任条款，造成月度发电计划完成率偏差较大。京津唐电网个别月份部分发电厂合同电量偏差值超过10%。发电企业需要按照预先确定的分月合同电量采购煤炭，月度发电计划的偏差对企业影响很大。

——部分调度交易机构安排发电计划科学性和公平性不够，部分电网内的常规燃煤机组基数电量计划完成进度不均衡，没有完成合同量。有的省年度预测计划电量常年大于实际上网电量，由于外送电量、优惠电量均优先于基数电量进行电量结算，造成当地发电企业基数上网电量合同完成率仅为85%。这给发电厂的管理带来麻烦，也造成了成本难以控制。

按规定，调度时大机组优于小机组上网。但电监会的调查显示，2012年火电利用小时数倒挂。2012年全国4省（市、区）60万千瓦级常规燃煤机组利用小时数低于30万千瓦级常规燃煤机组平均利用小时数，最高的蒙东低了1133小时、广西、黑龙江和甘肃也低了933、517、407小时不等。全国七个省（市、区）60万千瓦级常规燃煤机组利用小时数低于常规燃煤机组平均利用小时数，包括广西、黑龙江、甘肃、辽宁、上海、蒙东、浙江。